, 3
Далі на підставі вихідних даних наведемо розрахунок економічної ефективності від заходу.
Таблиця 4.2.1.а Розрахунок річної економічної ефективності технології ГРП
№ п / пПоказателіС застосуванням ГРП1Дополнітельная видобуток нафти, т.23534Скважіни 2008г.13192Скважіни 2007г.8305Скважіни 2006г.20373Виручка від реалізації додаткової нафти, тис.р.1649464Условно - змінні витрати на видобуток нефті2712, 765Затрати на впровадження ГРП15749 , 86Удельние витрати на НІОКР35, 577Коммерческіе витрати по додатковій нефті275, 288НДПІ по додатковій нефті47729, 39Балансовая прибуток, тис.р.98443, 310Налог на прібиль19688, 711Чістая прибуток, тис.р.78754, 612Прітокі16494613Оттокі86191, 414Індекс прибутковості затрат1, 91
Таким чином, чистий прибуток від впровадження технології гідророзриву пластів за 2008 рік у НГВУ «Нурлатнефть» склала 78 754,6 тис. карбованців.
4.2.2 Розрахунок економічної ефективності введення видобувних свердловин з тривалої бездіяльності
НГВУ «Нурлатнефть» одне з небагатьох підрозділів ВАТ «Татнефть» хто не тільки не знизив план з видобутку нафти за останні роки, але й незмінно збільшує видобуток вуглеводнів. Збільшенню обсягів видобутку сприяють масово впроваджуються у виробництво нові розробки в області ВРХ та МУН пластів, нові технології у видобутку нафти і, звичайно, активне розбурювання родовищ, що розробляються управлінням.
Однак, на тлі вищевказаних заходів, не варто забувати і про внутрішні, вже існуючих, резервах НГВУ. У даному випадку дуже показова робота з пробурених фондом свердловин на родовищах ЦДНГ - 3.
У період (2006 - 2008 р.р.) річний видобуток по цеху збільшилася з 562,400 тис. тонн до 694,533 тис. тонн (+132,133 тис. тонн або на 23,5%). Безсумнівно, основою для досягнення таких значних результатів з'явилися безліч факторів, основними з яких є: буріння і введення нових видобувних свердловин, проведення різних геолого-технічних заходів тощо
Необхідно відзначити істотний внесок у досягненні високих результатів цеху свердловин, раніше пробурених, але не експлуатувалися в силу різних причин. Експлуатаційний фонд свердловин змінився з 386 до 547 свердловин (+161 свердловина або на 41,7%). На тлі збільшення експлуатаційного фонду свердловин відзначається тенденція зниження неексплуатаціонного фонду.
Спочатку, роботи по залученню до разработку неексплуатірующіхся свердловин вироблялися на об'єктах з гарантованою ефективністю проведених робіт, з уже випробуваними і дослідженими пластами. Надалі, спираючись на задовільні результати, роботи з введення в експлуатацію непрацюючого фонду набули масового характеру. Починаючи з 2004 року, експлуатаційний фонд цеху щорічно збільшувався на 10 - 15 одиниць тільки за рахунок введення в роботу раніше пробурених об'єктів.
Активному введенню в експлуатацію непрацюючого фонду також сприяла поява свабного способу видобутку нафти, при якому можна було достатньо тривалий термін вивчати добивние можливості окремих свердловин на різних режимах експлуатації, а також застосовувати різні методи стимуляції роботи свердловини. Надалі, на підставі отриманих результатів, керівництвом НГВУ приймалося рішення про облаштування даних свердловин. Так з 62-х свердловин,...
